Diesen Monat war die Entwicklung der NYISO-Referenzpreise eng an die Kapazitätsmärkte gekoppelt, die den Referenzkapazitätspreis (RCP) jeder Zone festlegen.

Der Referenzpreis für New York City sank im Jahresvergleich um 13 % auf 115 $/MW-Tag, da Importe über den Champlain Hudson Power Express (CHPE) den Kapazitätspreis um 21 % drückten.

Der Referenzpreis für Long Island stieg um 30 % auf 99 $/MW-Tag. Die Kapazität wurde weiterhin separat vom Rest des Bundesstaates abgerechnet, zu einem Preis, der 72 % über dem vom September des Vorjahres lag. Dies lag an zwei Änderungen: NYISO erhöhte die Kapazitätsanforderung für Long Island von 106,5 % auf 110,3 % der Spitzenlast, und das 82-MW-Kraftwerk Pinelawn wurde stillgelegt.

Die Referenzpreise für Upstate und das Hudson Valley stiegen von August um 2 % bis 7 %, obwohl die Preisvolatilität sank. Grund dafür ist, dass die Kapazitätspreise für den Rest des Bundesstaates um 32 % stiegen, nachdem Hydro-Québec keine Kapazität mehr in die landesweite Auktion eingebracht hatte.

Das Potenzial für Energiearbitrage war gering, da die TB4-Spreads – die Differenz zwischen den vier teuersten und vier günstigsten Stunden eines Tages – auf ein 13-Monats-Tief fielen. Der Day-Ahead-TB4, der den Referenz-Energiearbitragepreis (REAP) jeder Zone bestimmt, lag im Schnitt bei 100 $/MW-Tag am Referenzknotenpunkt. Die Real-Time-Spreads lagen an den meisten Tagen unter dem Day-Ahead, aber an drei Tagen Mitte September hoben sie den monatlichen Real-Time-Durchschnitt um 14 % über den Day-Ahead.

Wichtige Erkenntnisse

• Der Referenzpreis für New York City sank im Jahresvergleich um 13 % auf 115 $/MW-Tag. Der Kapazitätspreis lag mit 12,39 $/kW-Monat 21 % unter dem Wert vom letzten September, da CHPE seit Juli Kapazitäten in die Stadt einbringt.
• Der Referenzpreis für Long Island stieg im Jahresvergleich um 30 % auf 99 $/MW-Tag. Der Kapazitätsüberschuss halbierte sich auf 277 MW, und es wurde zu 10,13 $/kW-Monat abgerechnet – 70 % über dem Rest des Bundesstaates.
• Die Referenzpreise für Upstate und das Hudson Valley stiegen von August um 2 % bis 7 %. Die Kapazitätspreise für den Rest des Bundesstaates stiegen um 32 % auf 5,97 $/kW-Monat, da Hydro-Québecs Spotauktion von 523 MW auf null fiel.
• Der Day-Ahead-TB4 lag im Schnitt bei 100 $/MW-Tag – ein 13-Monats-Tief. Die Real-Time-Spreads lagen im Schnitt 14 % über dem Day-Ahead, bedingt durch drei Tage Mitte September.

Kapazität machte 60 % bis 76 % des Referenzpreises jeder Zone aus

Im September machte der RCP 76 % des Referenzpreises von New York City aus. In allen anderen Zonen lag der Anteil zwischen 60 % und 71 %. Von Mai bis August lag der RCP-Anteil an den Referenzpreisen zwischen 42 % und 72 %.

Im Jahresvergleich bewegten sich die Referenzpreise Richtung Süden und blieben im Norden stabil. In New York City und Long Island bewegte sich der RCP stärker als der REAP. Der RCP von New York City fiel um 16 $/MW-Tag, während der REAP um 1 $/MW-Tag sank. Der RCP von Long Island stieg um 27 $/MW-Tag, während der REAP um 4 $/MW-Tag sank.

Im Norden glichen sich beide weitgehend aus. Die RCPs stiegen um 3 $/MW-Tag bis 4 $/MW-Tag, die REAPs sanken um 1 $/MW-Tag bis 6 $/MW-Tag.

Hydro-Québec erhöhte den Kapazitätsüberschuss in New York City und zog ihn im Norden ab

Die Kapazitätsauktion in New York City wurde im September mit 12,39 $/kW-Monat abgerechnet, 21 % unter dem Vorjahreswert von 15,73 $/kW-Monat. CHPE, das Strom von Hydro-Québec nach New York City bringt, bietet seit der Juli-Auktion Kapazitäten in Zone J an. Die Kapazität über dem Bedarf der Stadt stieg von 629 MW bzw. 7,7 % im letzten September auf 866 MW bzw. 10,2 %. Mit einem größeren Überschuss wird die Zone zu einem niedrigeren Preis abgerechnet.